RU2459072C1 - Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well - Google Patents
Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well Download PDFInfo
- Publication number
- RU2459072C1 RU2459072C1 RU2011110438/03A RU2011110438A RU2459072C1 RU 2459072 C1 RU2459072 C1 RU 2459072C1 RU 2011110438/03 A RU2011110438/03 A RU 2011110438/03A RU 2011110438 A RU2011110438 A RU 2011110438A RU 2459072 C1 RU2459072 C1 RU 2459072C1
- Authority
- RU
- Russia
- Prior art keywords
- formation
- hydraulic fracturing
- well
- interlayer
- injection
- Prior art date
Links
Images
Landscapes
- Consolidation Of Soil By Introduction Of Solidifying Substances Into Soil (AREA)
Abstract
Description
Изобретение относится к области гидравлического разрыва в малопроницаемых пластах и может найти применение, в частности, на нефтяных и газовых месторождениях.The invention relates to the field of hydraulic fracturing in low-permeable formations and can find application, in particular, in oil and gas fields.
Известен способ гидроразрыва пласта (патент RU №2122633, МПК 8 E21B 43/27, опуб. 1998 г.), включающий закачку в пласт при давлении выше давления разрыва пласта кислотных агентов и проппанта.A known method of hydraulic fracturing (patent RU No. 2122633, IPC 8 E21B 43/27, publ. 1998), which includes injecting into the formation at a pressure above the fracturing pressure of acid agents and proppant.
Данный способ не позволяет освоить под закачку нагнетательные скважины в глинистых коллекторах и маломощных песчаниках.This method does not allow to develop injection wells in clay reservoirs and low-power sandstones for injection.
Также известен способ гидравлического разрыва пласта (ГРП) (патент RU №2109935, МПК 8 E21B 43/26, опуб. в бюл. №16 от 27.04.1998 г.) путем закачивания в пласт жидкости разрыва с закачкой в качестве первой порции жидкости с кольматирующими добавками, в качестве которой используют стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию, которую закачивают в объеме, достаточном для забивки трещин и восстановления герметичности заколонного цементного камня, при давлении до 0,9 от расчетного давления разрыва пласта, причем стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию используют с добавкой закиси железа в количестве 100-200 кг/т, стабилизированную карбоксиметилцеллюлозой в количестве 0,45-0,55% объема, при этом стабилизированную глинистую водонефтяную суспензию закачивают в расчетном объеме.A method of hydraulic fracturing (Fracturing) is also known (patent RU No. 2109935, IPC 8 E21B 43/26, published in Bulletin No. 16 of 04/27/1998) by pumping fracturing fluid into the reservoir with injection as the first portion of fluid with colmatizing additives, which use a stabilized clay oil-water suspension, which is pumped in an amount sufficient to clog the cracks and restore the tightness of the annular cement stone, at a pressure of up to 0.9 from the calculated fracturing pressure, and stabilized clay oil-water This suspension was used with the addition of iron oxide in an amount of 100-200 kg / m, a stable carboxymethylcellulose in an amount of 0.45-0.55% by volume, the clay stabilized water-in-suspension is pumped in a predetermined volume.
Недостатком данного способа является необходимость использования высоконапорного дорогостоящего насосного оборудования, так как порционная закачка жидкостей гидроразрыва происходит при высоких давлениях нагнетания, процесс длительный и трудозатратный, а его применение в малопроницаемом пласте имеет низкую эффективность.The disadvantage of this method is the need to use high-pressure expensive pumping equipment, since batch injection of fracturing fluids occurs at high discharge pressures, the process is long and labor-intensive, and its use in a low-permeable formation has low efficiency.
Наиболее близким по технической сущности является способ гидроразрыва малопроницаемого подземного пласта (патент RU №2402679, МПК 8 E21B 43/26, опубл. в бюл. №30 от 27.10.2010 г.), включающий закачку гидроразрывной жидкости, содержащей частицы проппанта, через скважину в трещину, созданную в подземном пласте, при этом в процессе закачки обеспечивают турбулентный режим течения жидкости в трещине посредством закачивания гидроразрывной жидкости с вязкостью менее 0,01 Па·с со скоростью закачки не менее 8 м3/мин, причем жидкость содержит частицы проппанта, радиус - σ которых определяют расчетным путем, при этом предварительно осуществляют закачивание в скважину маловязкой гидроразрывной жидкости, не содержащей проппанта, а после закачки гидроразрывной жидкости с частицами проппанта в трещину закачивают гидросмесь с проппантом, покрытым резиновой оболочкой.The closest in technical essence is the method of hydraulic fracturing of an impermeable underground formation (patent RU No. 2402679, IPC 8 E21B 43/26, published in Bulletin No. 30 dated October 27, 2010), which includes injecting hydraulic fracturing fluid containing proppant particles through a well in the fracture created in the underground reservoir, while the injection process provides a turbulent mode of fluid flow in the fracture by pumping a fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa · s with an injection rate of at least 8 m 3 / min, and the fluid contains proppant particles, ra MIS - σ are determined by calculation, and the pre-injection is performed in the well a low viscosity fracturing fluid containing no proppant, and after pumping a fracturing fluid with proppant particles in the fracture with proppant slurry is pumped coated rubber sheath.
Недостатками данного способа являются:The disadvantages of this method are:
- во-первых, низкая эффективность (до 20-30%) применения, обусловленная тем, что в малопроницаемых пластах нагнетательных скважин с глинистыми прослоями, чередующимися с проницаемыми песчаниками с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью, удельные коэффициенты приемистости составляют менее 0,1 м3/(cут×МПа);- firstly, low efficiency (up to 20-30%) of application, due to the fact that in low-permeable formations of injection wells with clay interlayers alternating with permeable sandstones with a small total thickness and low permeability, the specific injectivity is less than 0.1 m 3 / (days × MPa);
- во-вторых, ограниченность применения, потому что малопроницаемые пласты нагнетательных скважин обладают зачастую низкой приемистостью, и достичь скорости закачки гидроразрывной жидкости 8 м3/мин и более в процессе проведения ГРП практически невозможно;- secondly, the limited use, because low-permeability formations of injection wells often have low injectivity, and it is almost impossible to achieve a hydraulic fracturing fluid injection rate of 8 m 3 / min or more during hydraulic fracturing;
- в-третьих, после проведения ГРП приемистость малопроницаемого пласта нагнетательной скважины быстро снижается и через 2-3 месяца в них снова проводятся повторные работы по ее восстановлению, поэтому для таких пластов особенно жесткими становятся требования к закачиваемой воде.- thirdly, after hydraulic fracturing, the injectivity of a low-permeability layer of an injection well decreases rapidly and after 2-3 months, repeated work is carried out to restore it, so the requirements for injected water become especially stringent for such formations.
Технической задачей изобретения является повышение эффективности проведения ГРП в малопроницаемых пластах с возможностью применения способа в малопроницаемых пластах вне зависимости от приемистости пласта и скорости закачки жидкости гидроразрыва в пласт в процессе проведения ГРП и увеличения периода работы скважины до потери приемистости малопроницаемого пласта и, соответственно, проведения повторных работ по восстановлению приемистости пласта.An object of the invention is to increase the efficiency of hydraulic fracturing in low-permeable formations with the possibility of applying the method in low-permeable formations, regardless of the injectivity of the formation and the rate of injection of hydraulic fracturing fluid into the formation during hydraulic fracturing and increasing the period of operation of the well until loss of injectivity of the low-permeable formation and, accordingly, repeated work to restore the injectivity of the reservoir.
Поставленная задача решается способом гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины, включающим закачивание через скважину по колонне насосно-компрессорных труб (НКТ) с пакером в пласт жидкости гидроразрыва с вязкостью менее 0,01 Па·с с последующим закачиванием гидросмеси с проппантом.The problem is solved by the method of hydraulic fracturing of a low-permeable layer of an injection well, including pumping tubing through a well with a packer into the formation of hydraulic fracturing fluid with a viscosity of less than 0.01 Pa · s, followed by pumping a hydraulic mixture with proppant.
Новым является то, что гидроразрыв производят поинтервально сверху вниз в каждом прослое пласта с применением двух пакеров, устанавливаемых выше и ниже намечаемого для гидроразрыва интервала пласта, в каждый поглощающий прослой пласта по колонне НКТ производят закачивание жидкости гидроразрыва в течение 3-4 ч под давлением, двухкратно превышающим давление приемистости подземного пласта, вышеописанные операции повторяют в зависимости от количества поглощающих прослоев пласта, после чего установкой глухого пакера под нижним поглощающим прослоем и проходного пакера в составе колонны НКТ над верхним прослоем пласта производят уплотнение всех поглощающих прослоев пласта закачкой по колонне НКТ гидросмеси с проппантом, в качестве которой закачивают в скважину от 3 до 6 м3 известковой суспензии в концентрации 20 кг CaO на 1 м3 воды с последующим добавлением в соотношении от 1:0,2 до 1:0,4 сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью 450-500·10-3 Па·с, после чего нагнетательную скважину запускают в эксплуатацию, а в качестве рабочего агента, закачиваемого в нагнетательную скважину, используют воду плотностью 1000-1180 кг/м3, не содержащую взвесь и гидроокись железа.New is that hydraulic fracturing is performed from top to bottom in each interlayer with the use of two packers installed above and below the interval intended for hydraulic fracturing, and hydraulic fracturing is injected into each absorbing interlayer through a tubing string for 3-4 hours under pressure, twice the injectivity pressure of the underground formation, the above operations are repeated depending on the number of absorbing interlayers of the formation, and then installing a blank packer under the lower absorbing m layer and a through packer in the tubing string above the upper layer of the formation compaction of all absorbing layers of the formation by pumping through the tubing string a proppant slurry, which is used to pump from 3 to 6 m 3 of lime suspension in a concentration of 20 kg CaO per 1 m 3 water, followed by addition in a ratio of 1: 0.2 to 1: 0.4 sulfite-alcohol stillage (PRS) with a viscosity of 450-500 · 10 -3 Pa · s, after which the injection well is put into operation, and as a working agent injected into the injection well using water density 1000-1180 kg / m 3, not containing slurry, and iron hydroxide.
На фигурах 1 и 2 схематично изображена последовательность проведения предлагаемого способа.In figures 1 and 2 schematically shows the sequence of the proposed method.
Суть способа заключается в следующем.The essence of the method is as follows.
Нагнетательная скважина 1 (см. фиг.1), вскрывшая пласт 2 с глинистыми прослоями (непроницаемые пропластки) 3'; 3''…3'', чередующимися с проницаемыми песчаниками (поглощающие прослои) 4'; 4''…4'' с малой суммарной толщиной и низкой проницаемостью. Удельный коэффициент приемистости пласта 2 составляет менее 0,1 м3/сут×МПа). Освоение таких скважин под нагнетание затягивается на несколько месяцев и требует применение самых эффективных методов воздействия на их призабойную зону. Приемистость скважины 1 быстро снижается и через 2-3 месяца в них снова проводятся работы по ее восстановлению.Injection well 1 (see figure 1), revealed the
Однако в горизонтах, представленных чередованием глин и песчаников, гидравлический разрыв пласта 2 неэффективен, так как трещины образуются в одном наиболее проницаемом поглощающем прослое, например 4'' пласта 2. Лучшие результаты получаются при поинтервальном ГРП, т.е. последовательном гидроразрыве каждого поглощающего прослоя 4'; 4''…4'' пласта 2. При этом необходим спуск на колонне НКТ 5 двух пакеров 6, устанавливаемых выше и ниже намечаемого для обработки интервала, например поглощающего прослоя 4' (см. фиг.1).However, in the horizons represented by the alternation of clays and sandstones, hydraulic fracturing of
В качестве двух пакеров 6 для проведения поинтервального ГРП может использоваться, например, конструкция, разработанная институтом «ТатНИПИнефть», - устройство для обработки пластов в скважине (патент RU №2282710 МПК 8 E21в 33/12, опубл. в бюл. №24 от 27.08.2006 г.). Оно состоит из спущенных в скважину на колонне НКТ основного и дополнительного пакеров, соответственно, с механическим и гидравлическим якорями, соединенными между собой посредством разобщителя и патрубка (на фиг.1 показаны условно). Длина патрубка L должна быть не меньше высоты поглощающего прослоя малопроницаемого пласта, например, 4' подлежащего ГРП.As two
Если разбег между высотами поглощающих прослоев, например, 4' и 4'' пласта 2 небольшой, например 1 м и 1, 5 м, а высоты глинистых непроницаемых пропластков 3', 3'' и 3''' составляют 2 метра, что позволяет герметично отсечь тот или иной интервал поглощающих прослоев пласта друг от друга при проведении ГРП, то распакеровывают устройство, спускают колонну НКТ вниз и производят посадку устройства для проведения ГРП в следующем интервале поглощающего прослоя 4'' пласта 2.If the takeoff between the heights of the absorbing interlayers, for example, 4 'and 4' 'of
Если высоты поглощающих прослоев 4' и 4'' пласта 2 имеют большой разбег, например, 1 м и 2, 5 м, а высоты глинистых непроницаемых пропластков 3', 3'' и 3''', например 0,8 м, что не позволяет герметично отсечь тот или иной интервал поглощающих прослоев пласта друг от друга, то после ГРП каждого прослоя устройство поднимается на поверхность, где патрубок длиной L заменяется на более длинный или короткий в зависимости от высоты очередного поглощающего прослоя пласта 2, после чего устройство спускается в следующий нижележащий интервал относительно предыдущего для проведения ГРП.If the heights of the absorbing interlayers 4 'and 4' 'of
После отсечения поглощающего прослоя пласта в него по колонне НКТ 5 производят закачивание жидкости гидроразрыва в течение 3-4 ч под давлением, двухкратно превышающим давление приемистости подземного пласта, например давление закачки в пласт для поддержания пластового давления составляет 18 МПа. Тогда давление закачки жидкости гидроразрыва 18 МПа×2=36 МПа, а в качестве жидкости гидроразрыва применяют воду, например пресную воду плотностью ρ=1000-1050 кг/м3.After cutting off the absorbing layer of the formation into it through the
Для этого на устье скважины верхний конец колонны НКТ обвязывают с нагнетательной линией насосных агрегатов, например ЦА-320, т.е. подключают последовательно от двух до четырех насосных агрегатов ЦА-320 и создают вышеуказанное давление 36 МПа жидкости гидроразрыва. В данном случае необходимо последовательно соединить два насосных агрегата ЦА-320, чтобы обеспечить закачку жидкости гидроразрыва поглощающего прослоя 4' пласта 2 под давлением 36 МПа.To do this, at the wellhead, the upper end of the tubing string is connected to the injection line of pumping units, for example, TsA-320, i.e. connected in series from two to four pumping units CA-320 and create the above pressure 36 MPa hydraulic fracturing fluid. In this case, it is necessary to sequentially connect two pumping units CA-320 in order to ensure injection of hydraulic fracturing fluid in the absorbing interlayer 4 'of
После чего производят распакеровку двух пакеров и спускают колонну НКТ 5 ниже (в следующий интервал поглощающего прослоя пласта) и вновь повторяют вышеописанную операцию требуемое количество раз в зависимости от количества поглощающих прослоев в пласте, например 4 раза. Под давлением 36 МПа естественные трещины в поглощающих прослоях 4'; 4''…4'' пласта 2 расширяются и поглотительная способность этих поглощающих прослоев 4'; 4''…4'' резко возрастает.After that, two packers are unpacked and the
Такая операция представляет собой упрощенный вариант ГРП, после которого в пласте происходит необратимый процесс раскрытия трещин, через которые глубоко в пласт прогоняются взвесь и глинистые осадки. Расход нагнетаемой жидкости гидроразрыва (воды) обычно увеличивается быстрее, чем растет давление нагнетания, т.е. коэффициент поглотительной способности увеличивается с ростом давления нагнетания.Such an operation is a simplified version of hydraulic fracturing, after which an irreversible crack opening process takes place in the reservoir, through which suspension and clay sediments are driven deep into the reservoir. The flow rate of the injected fracturing fluid (water) usually increases faster than the discharge pressure, i.e. absorption coefficient increases with increasing discharge pressure.
Глубинные исследования расходомерами показали, что при этом возрастает и интервал поглощения, а следовательно, и охват пласта процессом вытеснения по толщине в результате увеличения раскрытия естественных трещин и присоединения дополнительных прослоев пласта к процессу поглощения жидкости.In-depth studies by flowmeters have shown that this also increases the absorption interval, and consequently, the coverage of the formation by the process of displacement in thickness as a result of an increase in the opening of natural cracks and the addition of additional interlayers of the formation to the process of liquid absorption.
Далее производят уплотнение всех поглощающих прослоев пласта закачкой по колонне НКТ 5 гидросмеси с проппантом, под самым нижним поглощающим прослоем 4'' пласта 2 на 5-7 м устанавливают глухой пакер 7 (см. фиг.2), например, пакер конструкции ТатНИПИнефть (патент RU №2259466. МПК 8 E21B 33/12, опуб. в бюл. №24 от 27.08.2005 г.), а над самым верхним поглощающим прослоем 4' сажают проходной пакер 8, спущенный на колонне НКТ, например, проходной пакер ПРО-ЯМО конструкции НПФ «Пакер» (г.Октябрьский, Республика Башкортостан, РФ).Next, all the absorbing interlayers of the formation are compacted by injection of a proppant slurry through the
Далее по колонне НКТ 5 одновременно во все поглощающие прослои 4'; 4''…4'' пласта 2 производят закачку гидросмеси с проппантом, в качестве которой закачивают в скважину от 3 до 6 м3 известковой суспензии в концентрации 20 кг CaO на 1 м3 воды с последующим добавлением в соотношении от 1:0,2 до 1:0,4 сульфит-спиртовой барды (ССБ) вязкостью 400-500-10-3 Па·с. Сульфит-спиртовая барда является связующим веществом и улучшает качество проппанта. Сульфит-спиртовая барда выпускается согласно ТУ 81-04-225-79. После чего производят распакеровку проходного пакера 8 и извлекают его из скважины 1 вместе с колонной НКТ 5 из скважины, после чего спуском ловителя на колонне НКТ или на канате (на фиг.1 и 2 не показано) извлекают из скважины 1 пакер-пробку 7. После чего нагнетательную скважину 1 запускают в эксплуатацию, т.е. пускают ее под закачку, при этом в качестве рабочего агента, закачиваемого в нагнетательную скважину 1, используется вода плотностью 1000-1180 кг/м, не содержащая взвесь и гидроокись железа.Further along the
При последующем увеличении давления нагнетания таким приемом удается расширить интервал поглощения и выравнять или расширить профиль приемистости.With a subsequent increase in the discharge pressure by this technique, it is possible to expand the absorption interval and even out or expand the injectivity profile.
Способ гидроразрыва малопроницаемого пласта нагнетательной скважины позволяет повысить эффективность (до 20-30%) проведения ГРП в малопроницаемом пласте за счет проведения поинтервального ГРП каждого проницаемого прослоя малопроницаемого пласта, поскольку при поинтервальном ГРП с применением в качестве жидкости гидроразрыва пресной воды плотностью ρ=1000-1050 кг/м3, закачиваемой в течение нескольких часов, производится более эффективное воздействие на каждый поглощающий прослой из-за их отключения друг от друга и непроницаемых глинистых пропластков в процессе проведения ГРП.The method of hydraulic fracturing of a low-permeability reservoir of an injection well allows to increase the efficiency (up to 20-30%) of hydraulic fracturing in a low-permeable reservoir by conducting an interval fracturing of each permeable interlayer of a low-permeable reservoir, since during an interval hydraulic fracturing using fresh water as a fracturing fluid with a density ρ = 1000-1050 kg / m 3 , injected over several hours, a more effective effect is made on each absorbing interlayer due to their disconnection from each other and impermeable clay interlayers during hydraulic fracturing.
Кроме того, предложенный способ позволяет произвести ГРП в малопроницаемых пластах вне зависимости от приемистости пласта и скорости закачки жидкости гидроразрыва в пласт в процессе проведения ГРП, а последующее использование в качестве рабочего агента (для поддержания пластового давления), закачиваемого в нагнетательную скважину пресной воды плотностью 1000-1180 кг/м3, не содержащей взвесь и гидроокись железа, позволяет увеличить период работы скважины до потери приемистости малопроницаемого пласта и, соответственно, проведения повторных работ по восстановлению приемистости пласта.In addition, the proposed method allows to perform hydraulic fracturing in low-permeable formations, regardless of the injectivity of the formation and the rate of injection of hydraulic fracturing fluid into the formation during hydraulic fracturing, and subsequent use as a working agent (to maintain reservoir pressure), pumped into a freshwater injection well with a density of 1000 -1180 kg / m 3, not containing iron hydroxide slurry and allows to increase the period of operation of the well injectivity loss to low permeability of the formation and, consequently, of replay s work to restore injectivity of the formation.
Claims (1)
Priority Applications (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011110438/03A RU2459072C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well |
Applications Claiming Priority (1)
Application Number | Priority Date | Filing Date | Title |
---|---|---|---|
RU2011110438/03A RU2459072C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well |
Publications (1)
Publication Number | Publication Date |
---|---|
RU2459072C1 true RU2459072C1 (en) | 2012-08-20 |
Family
ID=46936718
Family Applications (1)
Application Number | Title | Priority Date | Filing Date |
---|---|---|---|
RU2011110438/03A RU2459072C1 (en) | 2011-03-18 | 2011-03-18 | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well |
Country Status (1)
Country | Link |
---|---|
RU (1) | RU2459072C1 (en) |
Cited By (3)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2576424C1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Coal seam hydrofracturing |
CN106837286A (en) * | 2017-03-23 | 2017-06-13 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | A kind of top oil-gas Layer fracturing technology for the abundant fracturing reform of thick sand body |
CN112855112A (en) * | 2019-11-28 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for reconstructing interlayer of thick oil vertical well-horizontal well pattern |
Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2119581C1 (en) * | 1996-06-07 | 1998-09-27 | Апасов Мухаметкарим Альмухамедович | Device for hydraulic-impact treatment of bed |
US20030183391A1 (en) * | 2002-04-02 | 2003-10-02 | Hriscu Iosif J. | Multiple zones frac tool |
RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
RU2369733C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of hydrocarbon deposit operation |
RU2398559C1 (en) * | 2009-04-14 | 2010-09-10 | Илья Николаевич Медведев | Method of optimisation of cardiovascular system functional reactivity in case of arterial hypertension in elderly and senile age |
RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
RU2412347C1 (en) * | 2007-05-10 | 2011-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Procedure for completion with hydro-frac in multitude of producing intervals (versions) |
-
2011
- 2011-03-18 RU RU2011110438/03A patent/RU2459072C1/en not_active IP Right Cessation
Patent Citations (7)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2119581C1 (en) * | 1996-06-07 | 1998-09-27 | Апасов Мухаметкарим Альмухамедович | Device for hydraulic-impact treatment of bed |
US20030183391A1 (en) * | 2002-04-02 | 2003-10-02 | Hriscu Iosif J. | Multiple zones frac tool |
RU2412347C1 (en) * | 2007-05-10 | 2011-02-20 | Хэллибертон Энерджи Сервисиз, Инк. | Procedure for completion with hydro-frac in multitude of producing intervals (versions) |
RU2362010C1 (en) * | 2007-12-26 | 2009-07-20 | Сергей Борисович Бекетов | Procedure for multiple hydraulic fracturing of horizontal borehole of well |
RU2369733C1 (en) * | 2008-01-09 | 2009-10-10 | Государственное образовательное учреждение высшего профессионального образования "Тюменский государственный нефтегазовый университет" | Method of hydrocarbon deposit operation |
RU2402679C2 (en) * | 2008-10-14 | 2010-10-27 | Шлюмберже Текнолоджи Б.В. | Method for hydraulic rupture of low-permeable underground bed |
RU2398559C1 (en) * | 2009-04-14 | 2010-09-10 | Илья Николаевич Медведев | Method of optimisation of cardiovascular system functional reactivity in case of arterial hypertension in elderly and senile age |
Cited By (4)
Publication number | Priority date | Publication date | Assignee | Title |
---|---|---|---|---|
RU2576424C1 (en) * | 2014-12-31 | 2016-03-10 | Общество с ограниченной ответственностью "Газпром добыча Кузнецк" | Coal seam hydrofracturing |
CN106837286A (en) * | 2017-03-23 | 2017-06-13 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | A kind of top oil-gas Layer fracturing technology for the abundant fracturing reform of thick sand body |
CN106837286B (en) * | 2017-03-23 | 2020-08-25 | 中国石油集团川庆钻探工程有限公司工程技术研究院 | Top oil-gas layer fracturing process for full fracturing transformation of thick sand body |
CN112855112A (en) * | 2019-11-28 | 2021-05-28 | 中国石油天然气股份有限公司 | Method for reconstructing interlayer of thick oil vertical well-horizontal well pattern |
Similar Documents
Publication | Publication Date | Title |
---|---|---|
CN104989361B (en) | A kind of method that auxiliary water horizontal well man-made fracture turns to transformation | |
CN110761765B (en) | Volume fracturing method for activating natural fracture in large range | |
CN104963672B (en) | A kind of diverting material that cleans blocks up the reservoir reconstruction method of borehole formation seam net temporarily | |
RU2544343C1 (en) | Hydraulic fracturing method for low-permeable bed with clay layers and bottom water | |
CN105089600B (en) | The method that temporarily stifled diverting material auxiliary water horizontal well carries out drawing type water-jet transformation | |
RU2566542C1 (en) | Hydraulic fracturing method for producing formation with clay layer and bottom water | |
RU2460875C1 (en) | Carbonate formation hydraulic fracturing method | |
RU2531775C1 (en) | Seam hydro frac in well | |
RU2526937C1 (en) | Method of low-permeable oil deposit development | |
RU2483209C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2667561C1 (en) | Method of multiple hydraulic fracturing of formation in open inclined well hole | |
RU2485296C1 (en) | Method for improvement of hydrodynamic communication of well with productive formation | |
Kayumov et al. | Channel Fracturing Enhanced by Unconventional Proppant Increases Effectiveness of Hydraulic Fracturing in Devonian Formations of Russia's Oilfields | |
RU2320849C2 (en) | Well construction and operation method | |
RU2485306C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2459072C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of low-permeable formation of injection well | |
RU2522366C1 (en) | Method of hydraulic fracturing of well formation | |
RU2386795C1 (en) | Development method of oil field with water-oil zones | |
RU2456431C1 (en) | Water influx isolation method | |
RU2571964C1 (en) | Hydrofracturing method for formation in well | |
RU2418943C1 (en) | Procedure for development of oil deposit | |
RU2695906C1 (en) | Method for development of weakly permeable oil deposit with application of horizontal wells and water and gas impact | |
RU2451174C1 (en) | Method of hydraulic breakdown of formation | |
RU2612418C1 (en) | Formation hydraulicfracturing | |
RU2342516C1 (en) | Method of execution of repair-insulating operations in well |
Legal Events
Date | Code | Title | Description |
---|---|---|---|
MM4A | The patent is invalid due to non-payment of fees |
Effective date: 20170319 |